Что относятся к линейным сооружениям нефтепровода

Линейная часть магистральных нефтепроводов

В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

1. Сам трубопровод от места выхода с установок подготовки нефти к дальнему транспорту до конечного пункта

В собственно трубопровод входят также запорная арматура, лупинги, переходаы через всевозможные препятствия — естественные (реки, овраги, ущелья) и искусственные (железные и автомобильные дороги), тепловые компенсаторы, предотвращающими опасные деформации трубопровода из-за теплового расширения, установки электрохимической защиты от коррозии, линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики;

2. Линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепровода; устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой;

3. Противопожарные средства;

4. Земляные амбары для аварийного выпуска нефти;

5. Здания и сооружения линейной службы эксплуатации.

6. Вдольтрассовые дороги и просеки с указательными и предупредительными знаками; вертолетные площадки;

Установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, указывающих, что в данном месте проходит нефтепровод, кто его владелец и кому в экстренном случае необходимо сообщить об аварии, обязательна для всех нефтепроводов. Знаки устанавливают в пределах видимости, но не реже, чем через 500 м.

Основной вид труб для нефтепроводов — это стальные трубы, рассчитанные, как правило, на давления до 64 атм., однако возможны трубы, рассчитанные на давления 75, 90 и 100 атм. Состав сталей, используемых для производства труб, определяется требованиями к максимально допустимому давлению, а производство труб — технико-экономической целесообразностью их применения. В основном — это углеродистые стали с содержанием углерода до 0,25%, или выше, до 0,6%, и легированные стали с добавками хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, алюминия, титана, а также марганца и кремния.

Для магистральных нефтепроводов применяют стальные бесшовные трубы, электросварные прямошовные, спиралешовные из углеродистых сталей для труб с диаметром до 500 мм; из низколегированных сталей для труб с диаметром до 1020 мм и из низколегированных сталей с термомеханическим упрочнением для труб с диаметром до 1220 мм.

Обозначения мм или мм означает, что речь идет о нефтепроводах с внешним диаметром 820 или 1220 мм и толщинами стенки 10 и мм, соответственно.

Основной способ прокладки нефтепроводов — подземный, однако на нефтепроводе могут существовать также участки, идущие либо над землей (воздушные переходы), либо под или над водой (подводные и надводные переходы).

Известны случаи сооружения больших сегментов нефтепровода над поверхностью земли на опорах, например, нефтепроводы «Заполярье — Пурпе» в России или «Трансаляскинский» на Аляске в США.

Глубина заложения нефтепровода при траншейной прокладке составляет 0,8 — 1,0 м до верхней образующей. В траншее, предназначенной для нефтепровода, специально подготавливают ложе путем подсыпки гравия и песка. Трубы, предварительно сваренные в плети, с одним или несколькими слоями антикоррозийной изоляции (мастики, полимерные пленки, пластиковые ленты и т.п.) осторожно поднимают и укладывают в траншею специальные трубоукладчики. После этого соединительные стыки заваривают в «захлест». На всех стадиях сооружения нефтепровода осуществляют тщательный контроль качества (прочности и герметичности) сварных стыков.

Особые технологии применяются при прокладке морских нефтепроводов, нефтепроводов, сооружаемых в условиях многолетнемерзлых грунтов, а также нефтепроводов в слабых грунтах или проходящих по болотистой местности.

Обязательным условием долговечности работы нефтепровода, проложенного в грунте, является его электрохимическая защита (аббревиатура «ЭХЗ»). Эту защиту осуществляют катодной поляризацией трубопровода, т.е. подачей на трубопровод отрицательного потенциала. Если катодную поляризацию производят с помощью внешнего источника постоянного тока, то такую защиту называют катодной, если же поляризацию осуществляют соединением трубопровода с металлическим предметом, имеющим более высокий отрицательный потенциал, то такую защиту называют протекторной. Без катодной или протекторной защиты нефтепровод даже с хорошей изоляцией не прослужил бы и нескольких лет.

Источник

Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов

Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).

Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.

На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.

В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 . Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.

На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.

В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

Источник

Линейные сооружения магистрального нефтепровода. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рисунок 1.1):

Головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефти с промыслов, смешения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (обычно через каждые 200 км).

Но это приводит к разрушению стены. Самым большим недостатком металлических труб является его низкая коррозионная стойкость из-за прямого контакта стали с водой. Коррозия является одной из причин образования рыхлой воды и перегрева внутреннего диаметра труб, что значительно снижает ее проницаемость. Как правило, стальные трубы корродируют через 6-7 лет обслуживания, несмотря на все гарантии производителя, которые обещают более длительный срок службы. Поэтому целесообразно, чтобы арендодатели, которых привлекали низкие цены на стальные трубы, думали о том, что, как следствие, замена дешевых труб может привести к значительным расходам позже.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

1) собственно трубопровод (или линейная часть);

2) линейные задвижки;

3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);

4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т. п.);

Поэтому целесообразно комбинировать эти трубы с резьбой, а не с сваркой. Еще одно дополнительное условие заключается в том, что соединитель также должен быть оцинкован. Этот вариант, несомненно, можно назвать идеальным: он характеризуется длительным сроком службы, долговечностью, хорошей коррозионной стойкостью, которая не уменьшается даже во время сварки, а также имеет большой внешний вид. Эта очаровательная сцена только наносит ущерб чрезвычайно высоким затратам, которые объясняются как ценами на трубы, так и монтажными работами.

Вот почему многие владельцы предпочитают альтернативные типы труб. Преимущества медных труб в основном определяются свойствами меди как металла: они также коррозионны, они пластичны и характеризуются бактерицидными свойствами. Благодаря этим особенностям трубы этого материала служат долго, отлично выдерживают низкие и высокие температуры, невоспламеняющееся замораживание воды, а также небольшую дезинфицирующую воду.

6) линии электропередачи;

8) вертолетные площадки;

9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Но этот тип труб также имеет свои недостатки. Прежде всего, полимеры герметичны, что особенно отрицательно сказывается на системе отопления. Другим недостатком является низкая термостойкость. Кроме того, прямой солнечный свет влияет на быстро растущее и ухудшающееся состояние полимерных труб. Давайте рассмотрим некоторые из самых популярных типов полимерных трубок.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

Трубки из поливинилхлорида Поливинилхлорид устойчив к легким и химическим соединениям, но не может подвергаться воздействию слишком высоких или низких температур. Как и полиэтиленовые трубы, изделия из поливинилхлорида используются в местных сетях канализации, которые работают без давления.

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор.

Средства защиты трубопроводов от коррозии. Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.

Трубы из полипропилена могут использоваться для подачи холодной воды и установки внутренних дренажных сетей путем установки дренажных систем дна и сточных вод и муниципальных дренажных систем. По сравнению с полиэтиленом и полипропиленом полубутин способен выдерживать более низкие и более высокие температуры. Из-за повышенной эластичности полибутен часто используется для подгонки теплых полов. Вставка труб в конструкцию пола может быть выполнена в сложных конфигурациях.

Как следует из названия, этот тип трубы получается путем объединения металлов и полимеров. Металло-полимерная трубчатая структура включает алюминиевый слой, который размещается между двумя высококачественными полиэтиленовыми слоями. Толщина стенки трубы в этом случае составляет около 2 мм.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

Для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

Для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

На границах эксплуатационных участков;

В местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:

внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;

местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

магистральные – предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.

В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса :

1-й класс – Dу от 1000 до 1200 мм включительно;

2-й класс – Dу от 500 до 1000 мм;

3-й класс – Dу от 300 до 500 мм;

4-й класс – Dу менее 300 мм.

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 1) :

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм.

линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км.

переходы через естественные и искусственные препятствия:

подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);

надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;

устройства приема и пуска скребка, предназначенные для очистки трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с перекачивающими станциями. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, и на отводах протяженностью более 5 км;

станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;

линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Линия электро­передачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);

вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.

Источник

Линейные сооружения магистрального нефтепровода

Линейные сооружения (см.рисунок 10.1) включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Подводящие трубопроводысвязывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПСпредназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Промежуточные НПСслужат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50. 200 км).

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

Магистральные нефтепроводы прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении магистральных нефтепроводов применяют подземную, наземную и надземную схемы прокладки.

Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98% общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Глубина заложения трубопроводов (от верха трубы) зависит от диаметра, рельефа и характеристики грунтов местности и должна быть не менее (в м): 0,8 при Ду 65 666768>

Дата добавления: 2018-05-10 ; просмотров: 5540 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Линейные сооружения магистрального нефтепровода. Охранные зоны объектов и сооружений магистральных нефтепроводов.

Для исключения возможности повреждения трубопроводов (при любом виде их прокладки) устанавливаются охранные зоны:

Земельные участки, входящие в охранные зоны трубопроводов, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований настоящих Правил.

В охранных зонах трубопроводов запрещается производить всякого рода действия, могущие нарушать нормальную эксплуатацию трубопроводов, либо привести к их повреждению, в частности.

На указанных земельных участках при их хозяйственном использовании не допускается строительство каких бы то ни было зданий, строений, сооружений в пределах установленных минимальных расстояний до объектов магистральных трубопроводов. Не разрешается препятствовать собственнику магистральных трубопроводов или уполномоченной им организации в выполнении ими работ по обслуживанию и ремонту объектов магистральных трубопроводов, ликвидации последствий возникших на них аварий, катастроф.

Источник